Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67351-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизация-Метрология-Эксперт", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на ЦППН-1 Холмогорского месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67351-17 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизация-Метрология-Эксперт", г.Уфа
Поверка
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 67351-17: Описание типа СИ | Скачать | 87.7 КБ | |
| 67351-17: Методика поверки МП 0520-9-2016 | Скачать | 947.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на ЦППН-1 Холмогорского месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Описание
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений.
В состав СИКНС входят:
1) технологического комплекса в составе:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ);
- блок измерений параметров сырой нефти (далее - БИК);
- узел подключения передвижной ПУ;
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517 с лубрикатором.
2) системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ);
3) системы распределения электроэнергии.
БИЛ состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены:
- счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion модели CMF300», типы зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № (далее -регистрационный №) 45115-10 в комплекте с электронными преобразователями «MVD 2700»;
- манометры избыточного давления показывающие «МП4-У», регистрационный № 37047-08;
- преобразователи давления измерительные 3051S, регистрационный № 24116-13;
- преобразователи измерительные «Rosemount 644» с термопреобразователями сопротивления «Rosemount 0065», регистрационный № 14683-09;
- фильтры жидкостные сетчатые типа «МИГ-ФБ»;
- узел для подключения передвижной поверочной установки;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
На входном коллекторе БИЛ установлен преобразователь давления измерительный «Rosemount 3051S».
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- манометр избыточного давления показывающий «МП4-У»;
- датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ», регистрационный № 22235-01;
- преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10», регистрационный № 32460-06.
В БИК установлены:
- влагомер нефти поточный «УДВН-1пм2», регистрационный № 14557-05;
- датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ»;
- преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10»;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный «ТЛ-4 № 2», регистрационный № 303-91;
- автоматический пробоотборник «Стандарт-A»;
- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;
- счетчик турбинный «НОРД-М» регистрационный № 5638-02;
- фильтр жидкостный сетчатый типа «МИГ-ФБ»;
- манометры избыточного давления показывающие «МП4-У»;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
СОИ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («Octopus-L») регистрационный № 43239-15.
Программное обеспечение
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
МС 200.00.XX.00-09 АВ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CFF9 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC 16 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Расход сырой нефти через СИКНС, т/ч - минимальный |
13,6 |
|
- максимальный |
272 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10,0 % при определении объемной доли воды в сырой нефти с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2 и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % |
±0,4 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 14,0 % при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % |
±0,7 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Параметры |
|
Измеряемая среда |
Нефть сырая |
|
Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) |
от 6 до 7,8 |
|
Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 |
от 780 до 840 |
|
Давление сырой нефти, МПа: - рабочее - максимально допустимое |
от 0,3 до 0,5 1,6 |
|
Диапазон температуры сырой нефти, °С |
от +10 до +30 |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более |
10,0 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 100 до 300 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
от 0,003 до 0,050 |
|
Содержания свободного газа, % |
отсутствует |
|
Суммарные потери давления в СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) |
0,2 0,4 |
|
Электропитание: силового оборудования, оборудования СОИ |
трехфазное 380 В/50 Гц однофазное 220 В/50 Гц |
|
Установленный срок службы, не менее, лет |
10 |
|
Режим работы СИКНС |
Непрерывный |
|
Режим управления запорной арматурой |
Ручной |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» |
Заводской номер 1 |
1 шт. |
|
Системы измерений количества и показателей качества нефти сырой. Руководство по эксплуатации |
ННГ 001.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки» |
МП 0520-9-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0520-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 01 декабря 2016 года.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки РМ в их рабочем диапазоне измерений;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «08» ноября 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/14209-16 от «30» ноября 2016 г.).
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
Смотрите также
